600MW汽轮机培训教材
600MW超临界机组热控控制系统培训教材.
合肥电厂600MW超临界机组热控控制系统培训教材（初稿）目录第一章锅炉控制 (01)第二章汽轮机控制 (27)第三章发电机控制 (96)第四章××厂家DCS控制系统介绍…………………………第页第五章其他控制系统介绍……………………………………第页第六章脱硫控制系统介绍………………………………………第页一、锅炉控制1、炉主要技术规范本期工程装设1台600MW燃煤汽轮发电机组，锅炉为东方锅炉厂制造超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
燃用烟煤。
锅炉容量和主要参数：主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等与汽轮机的参数相匹配，主蒸汽温度571℃，最大连续蒸发量(BMCR)为1900t/h（暂定），最终与汽轮机的VWO工况相匹配。
锅炉型号：DG1900/25.4-II1锅炉主要参数：过热蒸汽：最大连续蒸发量(B-MCR) 1900t/h额定蒸发量(BRL) 1807.9t/h额定蒸汽压力25.4MPa.g额定蒸汽温度571℃再热蒸汽：蒸汽流量(B-MCR/BRL) 1607.6/1525.5t/h进口/出口蒸汽压力(B-MCR) 4.71/4.52MPa.a 进口/出口蒸汽压力(BRL) 4.47/4.29MPa.a进口/出口蒸汽温度(B-MCR) 321/569℃进口/出口蒸汽温度(BRL) 315/569℃给水温度(B-MCR /BRL) 282/280℃注：a). 压力单位中“g”表示表压。
“a”表示绝对压(以后均同)。
b). 锅炉BRL 工况对应于汽机TRL 工况、锅炉B-MCR 工况对应于汽机VWO 工况。
锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。
制粉系统：采用中速磨正压直吹冷一次风制粉系统，每炉按配6台中速磨煤机(设1台备用)，煤粉细度按200目筛通过量为75%。
给水调节：机组配置2×50% B-MCR 调速汽动给水泵和一台30% B-MCR 容量的电动调速给水泵。
陕西发电公司600MW机组生产人员培训教材
SC - 005 城第二发电有限责任公司600MW机组生产人员培训大纲生产准备部二○○三年八月八日城第二发电有限责任公司600MW机组生产人员培训大纲一、总则1、为了有步骤的做好我公司600MW机组投运前的生产人员培训，培训一支高素质、高起点、高水平的生产职工队伍，确保我公司一期工程2×600MW机组顺利进行安装调试、分部试运、整套启动、168 h试运及投产后的安全经济生产和机组稳定运行，结合我公司实际情况，特制定本计划。
2、本计划以我公司实际设备配置性能状况为基础，结合设备招投标合同规定厂家培训容，同时参考600MW机组同类型电厂的培训工作经验进行编写。
鉴于当前生产人员尚未配备到位，本培训计划初始时间尚不能准确确定，所以培训计划有关时间待生产人员到位后据实进行调整。
二、生产人员培训1、生产人员培训原则：由于我公司生产准备启动较晚，为了确保生产准备各项工作有序开展，提高人员培训的质量，计划对生产人员培训采取按批、分步确保骨干力量的方式进行。
2、培训计划适用围本培训计划仅限于对我公司发电部管理人员，主机集控运行人员，化水系统运行、试验人员；设备部管理人员，机、炉、电、化水、灰、燃主管人员，热控、电气继电保护维修班人员的培训工作安排。
其他外委项目生产人员的培训均不在此围。
三、生产人员培训计划3.1 管理人员培训3.1.1运行管理人员培训3.1.1.1 2003年11月11日-11月14日：进厂教育，了解工程概况；3.1.1.2 2003年11月17日-11月21日：到省第二发电厂参加300MW大机组认识实习；3.1.1.3 2003年11月24日-2004年元月18日：与集控运行人员一起参加电专老师讲课，学习600MW机组机、炉、电、热理论知识；3.1.1.4 2004年元月31日-2004年3月5日：与集控运行人员赴华能发电有限责任公司熟悉同类型控制系统大机组运行操作方式，进行300MW仿真机上机培训。
600MW机组锅炉培训教材.
目录第一章锅炉投运前工作第一节锅炉水压试验 (1)第二节锅炉化学清洗 (4)第二章锅炉的启动第一节锅炉启动概述 (16)第二节锅炉启动的必备条件 (18)第三节锅炉冷态启动 (21)第四节锅炉热态启动 (26)第三章锅炉的安全运行第一节锅炉受热面的磨损与腐蚀 (31)第二节锅炉受热面的安全运行 (36)第三节锅炉承压部件的安全运行 (42)第四节锅炉的防爆 (45)第四章锅炉的运行调整第一节锅炉运行的特点 (49)第二节锅炉汽温的控制与调整 (52)第三节锅炉负荷和汽压的控制与调整 (56)第四节锅炉汽包水位的控制与调整 (60)第五节锅炉燃烧调整 (61)第五章锅炉的停运及保养第一节停炉的方式及停炉前的准备 (69)第二节自然循环汽包锅炉的停运 (70)第三节锅炉停炉后的保养 (71)第一章锅炉投运前工作第一节锅炉水压试验锅炉汽水系统在安装或检修完毕后应进行整体水压试验，以检验冷态下各承压部件的严密性，检查锅炉承压部件是否有残余变形，判断其强度是否足够。
水压试验时，承压系统内部充满高压水，其压力能均匀传递到各个部位。
如承压部件上有细小的孔隙，或焊口、法兰、阀门堵头等处不严密，水就会渗漏出来。
如承压部件的薄弱部位承受不了高压时就会发生永久变形，甚至破裂。
所以根据水压试验的渗漏、变形和损坏情况及时处理消缺，就能达到锅炉承压部件检验的目的。
一、水压试验的范围及用水要求锅炉水压试验的范围原则上包括受热面系统的所有承压部件，即从锅炉给水隔绝门到主蒸汽出口一次隔绝门以内的所有管道、阀门、疏放水系统、减温水系统、温度测量、压力测量、仪表管件等。
再热汽系统的试验范围从汽机高压缸排汽到低温再热器进口，经高温再热器出口到汽机中压缸联合汽门前。
由于试验压力不同，锅炉的一次汽系统和再热汽系统的水压试验是分开进行的。
水压试验中，不同设备所充注的水有所不同：l、对于汽包、水冷壁等，由于它们可将水完全放尽，因此可充进较少处理的水，当然，如果充进经除盐处理的水会更好；2、对于过热器系统，一般必须使用除盐水，以防止其内部出现沉积、局部腐蚀等情况；3、对于不锈钢部件，充注的水中应除去钠、钾、氯化物及硫化物，否则将出现合金点蚀、晶间化学腐蚀及应力腐蚀开裂。
600MW 机组运行培训资料(pdf 294页)
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目录
绪 论……………………………………………………………………………………………………………1 第一章 化学基础知识 ………………………………………………………………………………………3 第一节 物质的组成及其变化 …………………………………………………………………………………3 第二节 化学式及化学量 ………………………………………………………………………………………5 第三节 溶液的浓度及相关计算 ………………………………………………………………………………8 第四节 化学反应速度和化学平衡 ……………………………………………………………………………9 第五节 电解质溶液……………………………………………………………………………………………11 第二章 天然水中杂质及水质指标……………………………………………………………………16
全书共分为十七章，对化学运行专业所属各设备系统进行了较为全面的 介绍。
本书主要由东北电网有限公司大连培训中心初立杰编写。在编写过程中 得到了 的大力指导和支持，同时也得了到各方面的支持和帮助，在此表示 衷心感谢！
因水平有限、时间仓促，并且受到资料欠缺的限制，尽管我们作了较大 努力，但仍难免存在错误之处，望大家批评指正。
第一节 天然水中的离子和主要化合物 …………………………………………………………………16 第二节 水质指标…………………………………………………………………………………………21 第三节 庄河电厂水源水质概况 …………………………………………………………………………24 第三章 水的混凝、澄清、过滤处理 ………………………………………………………………………27 第一节 水的混凝处理……………………………………………………………………………………27 第二节 水的澄清处理……………………………………………………………………………………31 第三节 水的过滤处理……………………………………………………………………………………34 第四节 UF 超微过滤……………………………………………………………………………37 第五节 电厂过滤设备……………………………………………………………………………………44 第四章 反渗透初级除盐系统……………………………………………………………………………47 第一节 反渗透原理 ………………………………………………………………………………………47 第二节 反渗透膜 …………………………………………………………………………………………47 第三节 反渗透装置及辅助设备 …………………………………………………………………………54 第四节 反渗透系统的运行 ………………………………………………………………………………58 第五节 次氯酸钠系统 ……………………………………………………………………………………62 第五章 离子交换树脂 ………………………………………………………………………………………67 第一节 离子交换树脂的结构与命名 ……………………………………………………………………67 第二节 离子交换的原理 …………………………………………………………………………………68 第三节 离子交换树脂的性能 ……………………………………………………………………………72
亚临界600MW机组锅炉设备培训教材
第一篇锅炉本体设备第一章锅炉设备整体介绍600MW级燃煤机组是世界多数工业发达国家重点发展的火力主力机组。
平圩发电有限责任公司，按4×600MW规模设计，第一期工程安装两台亚临界600MW燃煤汽轮发电机组。
汽轮机及发电机分别由哈尔滨汽轮机厂和电机厂按引进美国西屋公司技术制造的，配置的HG2008/186-M型2008t/h亚临界压力中间再热控制循环锅炉为哈尔滨锅炉厂按引进美国燃烧工程公司（CE）技术设计制造的。
第一节锅炉的主要技术参数锅炉的主要设计参数包括锅炉的蒸发量、蒸汽参数、给水温度。
锅炉的蒸发量有两种表述，一是锅炉额定蒸发量，二是锅炉最大连续蒸发量（MCR），其单位均为t/h（吨/小时）。
锅炉额定蒸发量是指锅炉在额定蒸汽参数，额定给水温度和使用设计燃料并保证效率时所规定的蒸发量。
锅炉的最大连续蒸发量（MCR）是指锅炉在额定蒸汽参数，额定给水温度和设计燃料时长期连续运行时所能达到的最大蒸发量。
锅炉蒸汽参数是指其出口蒸汽压力和温度。
锅炉的主要设计参数见下表1－1－1。
表1—1－1第二节锅炉的总体布置及其结构特点一、锅炉总体简介:锅炉本体采用单炉膛Π型半露天岛式布置，一次中间再热；制粉系统为正压直吹式，采用RP-1003型中速磨煤机6台；四角布置切圆燃烧方式，摆动式直流燃烧器；固态机械除渣。
图1－2－1 平圩电厂2008t/h锅炉整体布置简图锅炉本体布置简图如图1－2－1,炉膛深度为16432mm、宽度为18542mm，汽包中心线标高73304mm，锅炉大板梁底层标高80520mm,冷灰斗标高10860mm,倾角55°；前墙至折焰角的距离为13080mm, 折焰角55°。
锅炉构架为全钢结构，它们分别由立柱、梁、水平支撑、垂直支撑等构件通过高强度螺栓连接而成（个别次要构件也有焊接）。
锅炉本体各受热面通过吊杆悬挂于炉顶的大板梁上，各受热面整体向下膨胀。
炉膛两侧墙和前后墙的垂直中在线布置有四处膨胀中心点（一个横截面上）人为控制锅炉本体受热面的膨胀，尾部竖井后墙也有此装置。
600MW机组热控培训教材
600MW机组热控培训教材一、热控系统设备配置情况600MW机组锅炉为美国FosterWheeler（福斯特·惠勒）公司供货，其中包括了完整的控制系统和设备及部分就地仪表和元件。
主要热控设备和系统如下：1、锅炉安全保护和监视系统（FSSS）主要包括油锅炉燃烧管理系统（油枪、磨煤机、给煤机的控制）、炉膛吹扫、全炉膛火焰监视、锅炉安全监视等功能。
2、汽机旁路控制系统：由美国Fisher公司提供。
3、锅炉吹灰控制系统：由美国戴蒙德公司提供。
4、空预器间隙自动控制系统和热点探测系统：由美国ABB公司提供。
5、灰渣处理程控系统：由美国UCC公司提供。
6、炉膛烟温探针控制系统：由美国戴蒙德公司提供。
7、汽包水位、炉膛火焰电视监视系统。
8、磨煤机CO监视系统。
9、锅炉尾部烟道烟气分析系统。
10、给煤机煤量计量装置：由美国Stock公司提供。
11、锅炉压力安全阀控制装置。
汽轮发电机组控制系统有：1、HITASS-200E&S-DEHG汽机启动和控制系统日立自启动系统和电液控制装置由日立公司提供,可以实现汽轮发电机自投盘车始,暖机、冲转、升速、并网、带初负荷至转换区结束的全过程自动、半自动或手动控制，还可实现机组的调速和升降负荷控制。
2、ASS-2电气自动同期装置主要实现机组的自动并网或手动并网操作，由日立公司提供。
3、TSI汽轮机监视系统为美国Bently公司7200系列产品，主要实现对汽轮发电机组高、中低压缸差胀、轴向位移、汽机偏心、汽机转速和转子振动的监视。
4、工程师站一套：用于对HITASS-200E和S-DEHG的维修和编程。
由日立提供。
5、发电机励磁系统：由瑞士ABB公司提供。
实现对发电机电流、电压的自动/手动调节。
6、WOODW ARD-505小汽机控制系统：由美国GE公司购买WOODW AAD公司产品提供，主要实现对小汽机的调速控制、超速保护控制等。
7、小机保护和阀门试验装置，由GE公司提供。
600MW汽机培训教材(东汽)
正常运行时，给水泵小汽轮机的汽源来自中压缸排汽，小汽轮机的排汽进入主凝汽器。 为了提高经济性，采用了双背压凝汽器。 汽封系统为典型的 SSR 自密封系统。 在额定工况运行时，汽机第 4 段抽汽作为厂用汽汽源。在低负荷时，自动切换至第 2 段抽汽供厂用汽。 3.2 润滑油系统 润滑油系统采用汽轮机主轴驱动的主油泵----油涡轮系统。该系统向汽轮机发电机的 所有轴承提供润滑油，同时还向发电机氢密封系统、盘车齿轮润滑装置供油。汽轮机润滑 油管路为全套装式。 润滑油系统包括下列主要设备： 主油箱及其附件； 主油泵； 交流电动启动油泵；
新蒸汽由炉侧的一根主蒸汽管进入汽轮机前的两根蒸汽管，再进入两个高压主 汽门和四个高压调速汽门，然后进入高压缸。做完功的蒸汽通过高压缸排汽口后经 两根排汽管后汇流到一根蒸汽管导向锅炉再热器，再热热段蒸汽 经一根蒸汽管进入 中压联合阀前的两根蒸汽管，再通过两个中联门进入中压缸，中压缸做功后的蒸汽 沿导汽管直接进入两个低压缸做功。
凝汽器设计为双壳体、双背压、单流程。 汽轮机共有八段非调整抽汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器、四台低 压加热器（#7、#8 低加为内置式）。 汽轮机盘车装置设在低压缸后部#6、#7 轴承盖上，保证转子转动速度 1.5rpm， 以便汽轮机启动和停机时均匀加热和冷却汽轮机转子。 主机控制油系统采用高压抗燃油，与润滑油系统完全分开，提高了调速系统动 作的快速性、可靠性、灵活性。 机组设计为中压缸启动方式，也可用高压缸启动方式。旁路系统采用二级串联 的启动旁路，容量为 40%BMCR。
波变化范围
600MWDEH培训教材
600MW汽轮机DEH控制系统培训教材东方电气自动控制工程有限公司目录第一章前言 1 第二章控制系统原理 3 第三章控制系统配置 3 第四章 DEH控制系统主要功能 12 第五章 DEH主要画面及操作说明 5 第六章安装调试 1 第七章故障检测与维修 2第一章前言本文所涉及的汽轮机是用于火力发电的600MW蒸汽轮机。
在火力发电厂，它与锅炉、发电机及其它辅助设备配套，将煤中的化学能转化为蒸汽中的热能，再将蒸汽中的热能转换成旋转机械能，最后将旋转机械能转变为电能，通过电网将电能输送到各种用电设备，为人们的生产、生活服务。
东方汽轮机厂600MW汽轮机配置了高压抗燃油数字电液控制系统，简称DEH。
此系统按分散控制的设计思想设计制造，为当代世界先进水平。
它用先进的多功能处理模件，I/O模件等构成基本控制（含超速保护、自动控制及阀位控制等功能）和自动启动两个功能块,通过液压伺服机构完成机组的自动控制。
东方汽轮机厂600MW汽轮机所配的高压抗燃油数字电液控制系统DEH的电气部分可配用国外先进的DEH分散控制系统：如日本日立公司的HIACS－5000M系统、美国西屋公司的Ovation系统、美国ABB 公司的INFI-90系统等，选择面广。
目前我厂生产、投运的600MW机组越来越多，DEH控制系统所用的电气系统也不尽相同，为了给安装、检修及运行人员提供600MW机组DEH系统的基本知识，特编写此教材。
本教材仅供培训用，不能代替相关技术资料及图纸。
第二章控制系统原理600MW汽轮机的高、中压进汽部分共配有4个高压调节阀(CV阀),2个中压调节阀(ICV)，2个高压主汽阀(MSV阀)及2个中压主汽阀(RSV)。
上述10个进汽阀除6个调节阀为连续控制外，为满足阀门预暖的需要，1个高压主汽阀（一般为右侧）也采用伺服阀作为电液接口设备实现连续控制。
其余的1个高压主汽阀及2个中压主汽阀均采用电磁阀控制方式与DEH接口实现两位控制。
(完整版)上汽600MW超临界汽轮机DEH说明书
600MW超临界机组DEH系统说明书1汽轮机概述超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范注意：上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。
由于锅炉采用直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必须保证最低冷却流量。
这就要求在锅炉启动时，必须打开高低压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。
而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求高低旁路关闭，再热调节阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。
由于汽轮机在启动阶段流量较小，在3000 r/min 时只有3-5%的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。
因此，在汽轮机启动时，再热调节阀必须参加控制，以便开启高低压旁路，以满足锅炉的要求。
所以600MW 超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动（即bypass on）的启动方式。
2高中压联合启动高中压缸联合启动，即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中压缸的蒸汽流量，从而控制机组的转速。
高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。
启动过程如下：2.1 盘车（启动前的要求）2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。
2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机采用热态启动模式，小于204℃时，汽轮机采用冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。
冷再热蒸汽压力最高不得超过0.828MPa(a)。
高中压转子金属温度大于204℃，则汽机的启动采用热态启动方式，主蒸汽汽温和热再热汽温至少有56℃的过热度，并且分别比高压缸蒸汽室金属温度、中压缸进口持环金属温度高56℃以上，主蒸汽压力为对应主蒸汽进口温度下的压力。
第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差应控制在 56℃之内，热再热汽温与中压缸第一级持环金属温差也应控制在这同样的水平范围。
600MW主再热蒸汽及旁路系统集控培训教程
低旁紧急关控制（当满足下列条件之一时 ，低旁紧急关 ）： 低旁紧急关控制（当满足下列条件之一时，低旁紧急关）
阀后温度高(>230℃) （4取1）； 阀后温度高(>230℃ (>230 凝汽器保护动作； 凝汽器保护动作； 喷水压力低(<2.0MPa) （2取1）； 喷水压力低(<2 (< 控制卡件失电。 控制卡件失电。
600MW集控全能值班员培训教材 600MW集控全能值班员培训教材
概述
系统还配备了一套由瑞士苏尔寿公司生产的高低压二级旁路系统，主 系统还配备了一套由瑞士苏尔寿公司生产的高低压二级旁路系统， 要用于机组启动和跳机保护。高压旁路为一路，其设计容量为50 50％ 要用于机组启动和跳机保护。高压旁路为一路，其设计容量为50％ VWO工况蒸汽流量计算）；低压旁路分为二路 工况蒸汽流量计算）；低压旁路分为二路， （以VWO工况蒸汽流量计算）；低压旁路分为二路，低压旁路设计容 30％）：即相当于50%BMCR主蒸汽流量加上高旁减温水量。 ％）：即相当于50%BMCR主蒸汽流量加上高旁减温水量 量（30％）：即相当于50%BMCR主蒸汽流量加上高旁减温水量。 旁路系统主要有以下几个功能： 旁路系统主要有以下几个功能：
主汽压力升速率超过设定值（1MPa/min）； 主汽压力升速率超过设定值（ MPa/min） 汽机跳闸； 汽机跳闸； 主汽压力超过17.76MPa。 主汽压力超过17.76MPa 17
满足下列条件之一,高旁紧急关: 满足下列条件之一,高旁紧急关:
阀后温度高(>360℃)； 阀后温度高(>360℃ (>360 控制卡件失电； 控制卡件失电； 凝汽器保护动作。 凝汽器保护动作。
运行方式
旁路系统
跟踪方式(Follow)：此方式主要在高旁全关状态。在Follow方式下， 方式下， 跟踪方式(Follow)：此方式主要在高旁全关状态。 Follow方式下 (Follow) 当高旁在“Auto”时 就是意味着高旁在滑压方式； 当高旁在“Auto 时，就是意味着高旁在滑压方式； 压力控制方式(Press control):一旦高旁调节阀开启，高旁运行方式 压力控制方式(Press control):一旦高旁调节阀开启， 就自动转入压力控制方式(Press control)； 就自动转入压力控制方式(Press control)； 冷 态 启 动 (Start up): 在 旁 路 控 制 盘 上 按 “ Auto start 按 钮 ， 当 up): start” up”灯亮时 机组冷态启动方式就被选择。如果主汽压力Ps 灯亮时， “ Start up 灯亮时 ， 机组冷态启动方式就被选择。 如果主汽压力 Ps Pmin，高旁阀门在关闭状态，此时为Fllow方式。 Ps≥Pmin Fllow方式 Pmin时 ＜Pmin，高旁阀门在关闭状态，此时为Fllow方式。当Ps Pmin时，高 旁缓慢开启控制主汽压力，并维持压力稳定， 旁缓慢开启控制主汽压力，并维持压力稳定，此时旁路就自动转入到 control方式 低旁在再热器压力达到0 MPa后开启 方式。 后开启， Press control 方式 。 低旁在再热器压力达到 0.7MPa 后开启 ， 并一直 控制这个压力值到汽机冲转。汽机冲转后， 控制这个压力值到汽机冲转。汽机冲转后，低旁的压力设定值根据汽 机第一级压力由相应曲线给出； 机第一级压力由相应曲线给出；
600MW汽轮机说明书
N600-16.7/538/538型600MW中间再热空冷凝汽式汽轮机说明书概 述 及 运 行 说 明（供参考）产品编号：C157目 录1 主要技术规范2 汽轮机纵剖面图3 概述4 汽轮机控制整定值5 汽轮机运行5.1 引言5.2 监测仪表5.2.1 汽缸膨胀5.2.2 转子位置5.2.3 差胀5.2.4 转子偏心5.2.5 振动5.2.6 零转速5.2.7 转速5.3 测定蒸汽及金属温度的热电偶5.4 调节级叶片的运行建议5.4.1 引言5.4.2 运行建议5.4.3 汽轮机阀门控制方式的变换5.5 蒸汽参数的允许变化范围5.5.1 进出压力5.5.2 再热压力5.5.3 进口温度5.5.4 再热温度5.5.5 高——中压合缸5.6 汽轮机蒸汽品质5.7 运行限制及注意事项5.7.1 一般注意事项5.7.2 汽轮机的偏周波运行5.7.3 汽封用蒸汽5.7.4 低压排汽及排汽缸喷水装置5.7.5 进水5.7.6 疏水阀5.7.7 监测仪表5.7.8 轴承及油系统5.7.9 备用电源5.7.10 其它5.8 汽轮机进水5.8.1 运行5.8.2 维护5.9 起动和负荷变化的建议5.9.1 目的5.9.2 汽轮机转子的热应力5.9.3 汽轮机起动程序5.9.4 负荷变化建议5.9.5 转子疲劳寿命损耗的确定5.10 调节阀的管理（节流——喷嘴）5.10.1 冲转与最小负荷5.10.2 负荷变化5.10.3 停机5.10.4 调节方式的转换5.11 初步检查运行5.11.1 检查步骤5.11.2 预防措施及规则5.12 进汽前的起动程序5.13 不带旁路的汽轮机启动（高压缸启动）5.13.1 冷态起动——用蒸汽冲转5.13.2 热态起动——用蒸汽冲转5.14 带旁路的汽轮机启动（高、中压缸联合启动）5.14.1 盘车（启动前的要求）5.14.2 启动冲转前（汽机已挂闸）5.14.3 冲转5.14.4 负荷变化（低参数时）5.14.5 负荷变化（滑压时）5.14.6 负荷变化（额定压力）5.14.7 甩负荷5.15 带旁路的中压缸启动5.16 负荷变化5.17 停机程序5.17.1 正常停机5.17.2 应急停机5.18 在停机期间的盘车运行5.19 给水加热器运行5.19.1 投用5.19.2 解列5.19.3 应急运行5.19.4 多级加热器5.20 定期的性能试验5.20.1 每周一次的试验5.20.2 每月一次的试验5.20.3 每半年一次的试验5.21 ATC模式运行注意事项5.22 遥控自动运行模式5.22.1 自动同步器5.22.2 遥控5.22.3 汽轮机自动控制（ATC）5.23 汽轮机手动操作运行模式6 运行曲线及图表6.1 汽轮机暖机转速的建议6.2 冷态起动暖机规程6.3 热态起动的建议——冲转和带最低负荷6.4 起动蒸汽参数6.5 空负荷和低负荷运行导则6.6 负荷变化的建议（定压运行）6.7 负荷变化的建议（变压运行）6.8 停机曲线实例6.9 不同增减负荷率的循环指数6.10 汽封蒸汽温度的建议6.11 典型高压汽轮机的冷却时间6.12 汽轮机偏周波运行6.13 限制值、预防措施和试验6.14 叶片背压负荷限制曲线1 主要技术规范产品编号：C157额定功率 MW 600额定汽压 MPa 16.7额定汽温 °C 537(538)再热汽温 °C 537(538)工作转速 r/min 3000回热级数 三高、三低、一除氧 低压末级叶片高度 mm 6652 汽轮机纵剖面图3 概 述本装置是单轴、三缸四排汽、中间再热、空冷、凝汽式汽轮机，具有运行效率高和可靠性大的特点。
汽轮机培训教材
前言为加强运行人员的技术培训，早日给以后机组的平安稳定运行奠定一个良好的理论根底，特编写该培训教材。
本书主要依据?汽轮机设备?、?电力安规?、?设备说明书及技术标准?等资料，内容主要包括汽机方面的各个主要系统、机组起停及运行维护、主要试验等。
因水平有限，并且受到资料欠缺的限制，尽管我们作了较大努力，但肯定存在不少谬误，万望大家批评并斧正。
编者2002．2．06目录第一章循环水系统第二章开式水系统第三章闭式水系统给水系统及泵组运行第四章凝结水系统第五章给水系统及泵组运行第六章辅汽系统第七章轴封汽系统第八章真空系统第九章主、再热蒸汽及旁路系统第十章汽轮机供油系统〔润滑油、EH油〕第十一章发电机氢气系统第十二章发电机密封油系统第十三章发电机定子冷却水系统第十四章DEH操作说明第十五章汽轮机的启停第十六章汽轮机快速冷却装置第十七章汽机试验第一章循环水系统一、系统概述循环水系统在全厂各种运行条件下连续供给冷却水至凝汽器，以带走主机及给水泵小汽轮机所排放的热量。
循环水系统并向开式冷却水系统及水力冲灰系统供水。
补给水系统向循环水系统中的冷却水塔水池供水，以补充冷却塔运行中蒸发、风吹及排污之损失。
在电厂运行期间循环水系统必须连续的运行。
该系统配置有自动加氯系统，以抑制系统中微生物的形成。
补充水系统采用弱酸处理，使循环水系统最大浓缩倍率控制在5.5倍左右。
为维持循环水系统的水质，系统的排污水局部从冷却塔水池排放，局部从凝汽器到冷却塔出水管上排放供除灰渣系统，有补充水系统补充循环水系统中的水量损失。
凝汽器冷却水量按夏季凝汽量时冷却倍率为55倍计算。
夏季工况时主机排汽量A()T/H。
小机排汽量191.4T/H，那么凝汽器冷却水量为〔A+B〕*55=78000T/H二．循环水塔：我厂每台汽轮发电机组，配一座自然通风双曲线型冷水塔；安装三台循环水泵；一条循环水压力进、水管道。
冷却塔名称淋水面积为8500m2，实际淋水面积8240 m2，采用单竖井虹吸配水。
汽机专业培训讲义
华能陕西秦岭发电有限公司600MW汽轮机介绍培训讲义汽机专业组汽机专业组2009.8.5第一节汽轮机组的总体设计、布置、主要特点及汽轮机主要参数一、600MW汽轮机组的总体设计1.汽轮机总体设计：由西北电力设计院设计，设计容量为4×600MW。
汽轮机采用复合变压运行方式（30~90%）；汽轮机具有七级非调整回热抽汽，共38级，设计寿命不少于30年。
2.汽轮机生产厂家：：东方汽轮机厂（引进日立技术）3..汽轮机型号：NJK622-24.2/566/566 超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、间接空冷凝汽式汽轮机汽轮机设计最大连续出力为668.884MW，额定出力622.542 MW额定工况下，汽轮机的设计效率分别是：高压缸：86.49%，中压缸：93％，低压缸：92.5％，汽轮机总效率为91.9％。
二、汽轮机布置型式汽轮机采用纵向布置，机头朝向扩建端，机组总长度为26.75米，最大宽度为7.5米，设备最高点距运转层的高度为6.34m。
汽机房分三层：底层0.00m，中间层：6.9m，运转层14.7m。
1. 汽机房底层：凝汽器、凝结泵、机械真空泵、闭式循环冷却水泵、闭式循环水热交换器、发电机密封油装置、汽机头端布置有主油箱及润滑油冷却器。
润滑油净化装置及凝结水精处理装置，两个背包式疏水扩容器分别布置在凝汽器外侧。
靠B排布置有小汽轮机供油装置。
2. 汽机房中间层：设有高压旁路装置、两根小机排汽管道、发电机封闭母线、6kV配电装置、凝结泵变频室、轴封冷却器及轴封风机、抗燃油装置、轴封系统阀门站、主蒸汽、再热蒸汽及其它汽水管道及阀门站等，#7低压加热器布置在凝汽器喉部。
3. 汽机房运转层：此层为大平台结构，布置有汽轮机及发电机本体，两台汽动给水泵头对头纵向布置在靠近B排柱侧，靠汽轮机A排侧布置有两台低压旁路系统，发电机励磁整流柜及励磁小室。
4. 除氧间布置：分四层：底层0.00m，中间6.9m，运转层14.7m，除氧器层20.6m0.00m————汽动给水泵前置泵，化学精处理再生装置6.9m ————#5、6号低压加热器及相关管道阀门站14.7m————#1、2、3.高压加热器及相关管道阀门站20.6m————除氧器层露天布置有除氧器及闭式膨胀水箱三、汽轮机主要特点1）汽轮机为纯冲动式汽轮机，级数相对较少，高中压缸采用合缸，减小了轴向长度和轴承数量。
600WM汽轮机本体演示
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3.转子及叶片
•
轴系临界转速值：
–高中压一阶/二阶1690/>4000 r/min、低压A一阶
1724/>4000 r/min、低压B一阶1743/>4000 r/min。
• 采用转子接地装置和汽缸接地装置，防止发电机产生 的轴电流、轴电压对汽轮机轴的损伤。
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1.汽缸
• 在每个低压缸上半部设置的排汽隔膜阀（即大 气阀），爆破压力值为34.3 kPa（g）。
• 低压缸与凝汽器采用不锈钢弹性膨胀节连接，凝汽 器与基础采用刚性支撑的方式。
• 机组运行方式：
– 定一滑一定方式运行
• 机组布置方式： –室内纵向布置，机组右扩建（从汽机房向 锅炉房看，机头在左侧），机头朝向固定 端。
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1.主设备使用条件
•机组运转层标高13.7m
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7.汽机运行
• • • 变压运行负荷范围30%～90% 定压、变压负荷变化率3～5 %/min 轴颈振动两个方向最大值0.05 mm
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临界转速时轴振动最大值0.15 mm
最高允许背压值<0.0253 MPa（a）